Las comunidades energéticas ayudan a reducir los gastos totales anuales en términos de inversión inicial para la instalación de fotovoltaica y baterías, costes asociados al consumo de energía de la red y costes fijos de mantenimiento de la instalación y de la red. El futuro y la rentabilidad económica para los usuarios de dichas comunidades depende en gran medida del precio de la electricidad del país y del diseño de tarifa.

Esta ha sido una de las principales conclusiones del workshop organizado por UNEF en el marco del PV-Prosumers4Grid (PVP4Grid), un proyecto lanzado en 2017 y financiado por la Unión Europea (programa H2020) en el que UNEF participa junto con otras 11 organizaciones de varios países europeos.

En el marco del proyecto, se ha realizado un análisis cuantitativo mediante simulación para la cual se han extraído datos iniciales de cada uno de los países, como son la localización geográfica, la temperatura o la irradiancia (en el caso de España se ha cogido Madrid), y se han calculado datos de entrada, como son la eficiencia del sistema fotovoltaico y el número de horas de funcionamiento por año, la demanda de calor y de electricidad o el coste de la energía en cada país, así como el diseño de la tarifa.

La simulación se ha llevado a cabo teniendo en cuenta un marco futuro de completa electrificación de la economía y tres escenarios posibles. Uno en el que la demanda de electricidad se satisface solamente a través del consumo de la red, sin inversiones en energías renovables ni almacenamiento; otro segundo intermedio, en el que hay instalaciones de autoconsumo e inversiones en almacenamiento, pero no existe la posibilidad de compartir la energía entre los diferentes usuarios, y un tercero en el que existen comunidades energéticas, en las que los consumidores pueden intercambiar energía entre ellos y la energía puede ser obtenida incluso de un edificio cercano en el que haya excedentes de fotovoltaica.

En el caso de España, los resultados muestran que los costes totales anuales en el caso del escenario de consumo de red son mucho mayores que en el caso de escenario intermedio, en el que hay un despliegue del autoconsumo y de las energías renovables, pero sin la formación de comunidades energéticas. Los costes totales anuales se reducen hasta un 40% menos en el escenario en el que hay comunidades energéticas.

En términos de costes totales, el uso de fotovoltaica y almacenamiento, tanto en la modalidad individual como de autoconsumo compartido, supone un ahorro para los miembros de la comunidad, produciéndose un desplazamiento de gastos de operación (mayormente el consumo de energía de la red) a gastos de inversión asociados a la instalación fotovoltaica y las baterías. Este cambio de costes de operación a inversión inicial, hacen que se reduzcan los costes totales.

Además, comparando con otros países, las diferencias de costes al incluir fotovoltaica y almacenamiento, incluso cuando no hay comunidad con el escenario de consumo de red son mucho mayores en países donde hay más horas de funcionamiento, como es el sur de Europa (España, Portugal e Italia), pero también en países donde los costes de la energía son muy altos.

Barreras existentes al desarrollo del autoconsumo

Durante el workshop, se hizo hincapié en la necesidad de trasponer las Directivas Europeas sobre comunidades energéticas al marco normativo español y se presentó el caso de la legislación griega, la cual ha desarrollado no sólo una definición concreta sobre las comunidades, sino que también ha establecido los derechos y las obligaciones de las mismas, así como las características y el carácter de cada una.

Además, con respecto al autoconsumo en España, se destacó la necesidad de armonizar y reducir los plazos de los trámites administrativos a nivel autonómico y municipal, eliminar la licencia de obras y modificar la Ley de Propiedad Horizontal, como elementos clave para impulsar un desarrollo del autoconsumo.